CN105098828B - 一种区域电网规模及供电能力评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种区域电网规模及供电能力评估方法，包括以下步骤：选择变电站向中压侧电网供电模式；通过高/中压侧母线短路电流交互影响和协调配合计算，确定该供区允许接入中压侧电网发电机容量；依据变压器容量和该供区允许接入中压侧电网发电机容量，确定该供区综合供电能力。本发明提供计算一种分区电网允许接入中压侧电网发电机容量和综合供电能力计算方法，具有良好的适应性，可以迅速确定分区电网的允许接入机组容量和综合供电能力，显著减少了计算工作量，提高了计算效率。

Description

一种区域电网规模及供电能力评估方法

技术领域

本发明属于电力系统安全稳定分析领域，具体涉及一种区域电网规模及供电能力评估方法。

背景技术

我国电网目前已形成华北-华中交流互联电网，华东电网孤网运行，通过直流系统与华北-华中电网相联。依据规划，未来10-20年我国还将建设数十回特高压直流工程，逐步形成特高压交直流混联电网，通过特高压直流、交流系统向中东部负荷中心供电。特高压与500kV电网的协调发展，既特高压变电站所带500kV电网规模及该供电区域的供电能力评估方法成为电网发展中必须解决的问题，以指导电网规划和建设。同时，随着城市/城市群电网的不断发展，城市主输电网正逐步由220kV向500kV过渡，500kV变电站所带220kV电网规模及该供电区域的供电能力评估方法也亟待解决。

目前，区域电网分区运行规模主要仍依赖PSD或PSASP程序通过数值仿真计算的潮流计算、安全稳定计算、短路电流计算等确定，分区运行方案繁多，计算工作量大，缺乏对各方案的量化评估指标和方法。对区域电网分区的供电能力主要通过变压器容载比的方法进行粗略分析，未能充分发挥变压器变电容量和接入中压侧电网发电机组的带负荷能力。因此，面对特高压电网、城市/城市群电网加速建设和不断加强，亟待解决区域电网规模及供电能力评估等技术问题。

发明内容

为了克服上述现有技术的不足，本发明提供一种能够减少计算工作量，提高计算效率的区域电网规模及供电能力评估方法。

为了实现上述发明目的，本发明采取如下技术方案：

一种区域电网规模及供电能力评估方法，与变电站中压侧母线相连接的区域电网称为中压侧电网，与变电站高压侧母线相连接的区域电网称为高压侧电网，其特征在于：该方法包括以下步骤：

步骤一：选择变电站向中压侧电网供电需要采取的供电模式，所述供电模式包括独立区域电网供电模式和互联区域电网供电模式；

步骤二：计算所选择供电模式下允许接入中压侧电网的发电机容量；

步骤三：根据变电站中主变压器的额定容量和所选择供电模式下允许接入中压侧电网的发电机容量，确定所选择供电模式下区域电网的最大供电能力。

所述步骤一中的独立区域电网供电模式为：单座变电站向一片中压侧电网供电，该片中压侧电网与其他区域电网无直接电气联系；所述互联区域供电模式为：不少于两座变电站向一片中压侧电网供电，该片中压侧电网与其他区域电网无直接电气联系。

所述步骤二中，所选择供电模式下允许接入中压侧电网的发电机容量的计算方法包括如下步骤：

步骤2-1：计算所选择供电模式下高压侧电网提供给变电站中、高压侧母线的短路电流；

步骤2-2：计算所选择供电模式下接入中压侧电网的发电机组提供给变电站中、高压侧母线的短路电流；

步骤2-3：通过所述高压侧电网提供给变电站中压侧母线的短路电流和所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站中压侧母线的短路电流，计算出所选择供电模式下允许接入中压侧电网的发电机容量。

进一步地，在独立区域电网供电模式下，所述高压侧电网提供给变电站高压侧母线的短路电流I_BGS采用PSD短路电流程序(用PSD-SCCPC或PSD-SCCP短路电流程序)计算得到；

所述高压侧电网提供给变电站中压侧母线的短路电流I_BMS的计算公式为：

所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站高压侧母线的短路电流I_BG-G的计算公式为：

所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站中压侧母线的短路电流I_BM-G的计算公式为：

所述允许接入中压侧电网的发电机容量P_G,max的计算公式为：

其中，为取n台并列变压器的等值电抗；U_Gk为变电站中单台变压器的短路电压百分比；S_T为变电站中单台变压器的额定容量；n为变电站中变压器的数量；X_S为高压侧电网的等值电抗，U_GN为高压侧电网的额定电压；X″_d为接入中压侧电网的发电机组次暂态电抗；U_k为接入中压侧电网的发电机组升压变的短路电压百分比；X_L为接入中压侧电网的发电机组到变电站中压侧母线的等值线路阻抗；cosφ为接入中压侧电网的发电机组功率因数；P_G为接入中压侧电网的发电机组额定有功出力；I_BMmax为变电站中断路器的额定折断电流、可选用50、63或80kA，本发明优选63kA；S_G为发电机组视在功率。

进一步地，在互联区域电网供电模式下，所述高压侧电网提供给变电站高压侧母线的短路电流I_BGS采用PSD短路电流程序(即PSD-SCCPC或PSD-SCCP短路电流程序)计算得到；

所述高压侧电网提供给变电站中压侧母线的短路电流I_BMS的计算公式为：

####所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站高压侧母线的短路电流I_BG-G的计算公式为：

所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站中压侧母线的短路电流I_BM-G的计算公式为：

所述允许接入中压侧电网的发电机容量P_G,max的计算公式为：

其中，为取n台并列变压器的等值电抗；U_Gk为变电站中单台变压器的短路电压百分比；S_T为变电站中单台变压器的额定容量；n为变电站中变压器的数量；X_S为高压侧电网的等值电抗，U_GN为高压侧电网的额定电压；X″_d为接入中压侧电网的发电机组次暂态电抗；U_k为接入中压侧电网的发电机组升压变的短路电压百分比；X_L1为联接2座变电站中压侧母线的中压侧电网等值线路阻抗；X_L2为接入中压侧电网的发电机组到变电站中压侧母线的等值线路阻抗；cosφ为接入中压侧电网的发电机组功率因数；P_G为接入中压侧电网的发电机额定有功出力；I_BMmax为变电站中断路器的额定折断电流、可选用50、63或80kA，本发明优选63kA；S_G为发电机组视在功率。

所述步骤三中，在独立区域电网供电模式下，所述区域电网的最大供电能力通过下式求得：

P_Lmax＝1.3*(N-1)*S_T*0.95+P_G,max*0.85

其中，N为单座变电站中主变压器数量；S_T为单台主变压器额定容量，在发生“N-1”故障情况下，允许故障变压器过载至其额定容量的1.3倍，变压器功率因数设定为0.95；P_G,max为允许接入中压侧电网的发电机容量，设定占总容量85％的发电机处于发电状态。

所述步骤三中，在互联区域电网供电模式下，所述区域电网的最大供电能力通过下式求得：

P_Lmax＝(1.3*(N-1)+N)*S_T*0.95+P_G,max*0.85 (10)

其中，N为单座变电站中主变压器数量；S_T为单台主变压器额定容量，在发生“N-1”故障情况下，允许与故障变压器并列的另一台变压器可过载至额定容量的1.3倍，无故障变压器达到其额定容量，变压器功率因数设定为0.95；P_G,max为允许接入中压侧电网的发电机容量，设定占总容量85％的发电价处于发电状态。

与现有技术相比，本发明的有益效果在于：

通过变电站高/中压侧母线短路电流交互影响和协调配合计算，快速确定该供区允许接入中压侧电网发电机容量，确保不引起相关高/中压侧母线短路电流超标；依据变压器容量和该供区允许接入中压侧电网发电机容量，确定该供区综合供电能力，即考虑了正常情况也考虑了变压器N-1情况，具有良好的适应性。与其他方法相比，该方法方便简单，物理意义明确，可以迅速确定区域电网的允许接入发电机组容量和综合供电能力，显著减少了计算工作量，提高了计算效率。

附图说明

图1是区域电网规模及供电能力评估方法流程图简图；

图2是特高压变电站独立区域电网接线简图。

图3是特高压变电站互联区域电网接线简图。

具体实施方式

本例所采用的特高压变电站结构为本领域技术人员公知的现有技术，其具有高压侧母线、中压侧母线和低压侧母线，与特高压变电站高压侧母线相连接的区域电网称为高压侧电网，与特高压变电站中压侧母线相连接的区域电网称为中压侧电网，高压侧母线和中压侧母线分别连接相邻电压等级的区域电网且中压侧母线的电压等级始终小于高压侧母线的电压等级，例如：当高压侧母线连接1000kV区域电网时，中压侧母线则连接500kV区域电网；当连接高压侧母线连接500kV区域电网时，中压侧母线则连接220kV区域电网。由于该评估方法未涉及低压侧母线，因此本例中不做过多介绍，下面以“高压侧母线连接1000kV区域电网时，中压侧母线则连接500kV区域电网”为例对该评估方法做详细介绍，该方法包括以下步骤：

步骤1：选择特高压变电站向500kV电网供电模式；若选择独立分区供电模式，则转步骤2，若选择互联分区供电模式则转步骤4；

步骤2：计算独立供区模式下1000kV电网提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流，计算接入500kV电网发电机组提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流，确定独立供区模式下允许接入该独立供区500kV电网的发电机容量，保证1000、500kV母线短路电流均不超过63kA；

步骤3：依据特高压变压器容量和该独立供区允许接入500kV电网发电机容量，计算确定该独立供区综合供电能力；

步骤4：计算互联供区模式下1000kV电网提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流，计算接入500kV电网发电机组提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流，确定互联供区模式下允许接入该互联供区500kV电网的发电机容量，保证1000、500kV母线短路电流均不超过63kA；

步骤5：依据特高压变压器容量和该互联供区允许接入500kV电网发电机容量，计算确定该互联供区综合供电能力。

步骤1中的独立分区供电模式，即单座1000kV变电站向一片500kV电网供电，该片500kV电网与其他电网无直接电气联系；互联分区供电模式，即2座或多座1000kV变电站向一片500kV电网供电，该片1000、500kV电网电磁环网运行，与其他电网无直接电气联系。

步骤2中，计算独立供区模式下1000kV电网提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流，计算接入500kV电网发电机组提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流，确定独立供区模式下允许接入该独立供区500kV电网的发电机容量，保证1000、500kV母线短路电流均不超过63kA。独立供区模式下1000kV电网提供给特高压变电站1000kV母线的短路电流I_BGS采用PSD程序(该程序可以采用本领域技术人员公知的PSD-SCCPC或PSD-SCCP电力系统短路电流程序)计算得到，1000kV电网提供给特高压变电站500kV母线的短路电流I_BMS按照式(1)计算，接入500kV电网发电机组(2*600MW)提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流按照式(2)(3)计算，独立供区模式下允许接入该独立供区500kV电网的发电机容量按照式(4)计算：

式中：

—取n台并列变压器的等值电抗；

U_Gk—1000kV变压器的短路电压百分比；

S_T—1000kV变压器的额定容量；

X_S—1000kV系统的等值电抗；

I_BGS—1000kV系统注入短路电流值；

I_BG-G—发电机G向1000kV母线提供的短路电流；

X_d″—发电厂机组的次暂态电抗；

U_k—发电厂升压变的短路电压百分比；

X_L—发电厂到1000kV变电站500kV母线的等值线路阻抗；

发电厂的功率因数；

I_BM-G—发电机G向500kV母线提供的短路电流；

P_G—发电机的额定有功出力；

P_G,max—允许接入该独立供区500kV电网的发电机容量；

步骤3中，依据特高压变压器容量和该独立供区允许接入500kV电网发电机容量，计算确定该独立供区综合供电能力。该独立供区综合供电能力按照式(5)进行计算：

P_Lmax＝1.3*(N-1)*S_T*0.95+P_G,max*0.85 (5)

式中，N为1000kV主变台数；S_T为单台1000kV主变额定容量，“N-1”情况下，可过载至额定容量的1.3倍，考虑功率因数为0.95。P_G,max为500kV上网电厂的最大装机容量，考虑15％备用。

步骤4中，计算互联供区模式下1000kV电网提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流，计算接入500kV电网发电机组提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流，确定互联供区模式下允许接入该独立供区500kV电网的发电机容量，保证1000、500kV母线短路电流均不超过63kA。互联供区模式下1000kV电网提供给特高压变电站1000kV母线的短路电流I_BGS采用PSD程序计算得到，1000kV电网提供给特高压变电站500kV母线的短路电流I_BMS按照式(6)计算，接入500kV电网发电机组(4*600MW)提供给特高压变电站1000、500kV母线的短路电流按照式(7)(8)计算，互联供区模式下允许接入该独立供区500kV电网的发电机容量按照式(9)计算：

步骤5中，依据特高压变压器容量和该互联供区允许接入500kV电网发电机容量，计算确定该互联供区综合供电能力。该互联供区综合供电能力按照式(10)进行计算：

P_Lmax＝(1.3*(N-1)+N)*S_T*0.95+P_G,max*0.85 (10)

式中，N为单座1000kV变电站主变台数；S_T为单台1000kV主变额定容量，“N-1”情况下，与故障变压器并列的另一台变压器可过载至额定容量的1.3倍，无故障变压器按照负载达到变压器额定容量考虑，考虑功率因数为0.95。P_G,max为500kV上网电厂的最大装机容量，考虑15％备用。

【实施例】

鉴于独立区域电网供电模式和互联区域电网供电模式中对于供电能力的评估方法类似，因此下面以独立区域电网供电模式为例进行详细说明。

对于特高压变电站独立区域电网，可以利用图2所示的电网结构来简单模拟，考虑到1000kV和500kV系统的X/R系数很大，为简便分析，忽略了元件的电阻。图中，线路X_L为地方电厂至分区1000kV变电站的500kV线路等值电抗；T1～T4分别代表特高压变电站中的变压器。X_S表示由变电站1000kV母线看出去的1000kV电网的系统电抗。U_GK1～U_GK4为T1～T4变压器高中侧短路电压百分比。

本实例研究中重点考虑以下计算条件：

其中单台变压器容量为S_T1＝S_T2＝S_T3＝S_T4＝3000MVA，其高中压侧短路电压百分比分别按照U_Gk1＝U_Gk2＝U_Gk3＝U_Gk4＝18％考虑；根据目前的设备制造能力，1000kV、500kV母线的短路电流水平均按照最大值I_BMmax＝63kA控制；500kV地方电厂的接入规模需考虑对特高压变电站1000kV母线短路电流的影响；变电站单台变压器的最大容量、并列运行的变压器台数，应保证特高压、500kV母线短路容量不超过允许值；变电站最终规模及运行方式，应能满足当地负荷发展的需求，符合电网N-1安全准则。

1、首先分析1000kV系统提供的短路电流

在1000kV变电站独立分区电网中，在图2所示的元件参数下，以主变变比1050kV/525kV/110kV为例，1000kV系统通过变压器向500kV母线注入的短路电流I_BMS(功率基值取100MVA)：

例如，当I_BGS＝50kA时，

2、分析地方电厂提供给1000kV电网的短路电流

在1000kV变电站独立分区电网中，地方电厂提供给1000kV母线的短路电流如下式所示。

仍然考虑等值机系统，由2台600MW火电机组(Xd"＝0.25，U_k＝0.15)组成，通过2回60km的500kV线路接入500kV母线，线路型号选取双回LGJ-4×630(X＝0.2712Ω/km)，等值线路阻抗发电机的功率因数cosφ＝0.85。单台特高压变压器容量为S_T1＝S_T2＝S_T3＝S_T4＝3000MVA，其高中压侧短路电压百分比分别为U_Gk1＝U_Gk2＝U_Gk3＝U_Gk4＝18％。经计算可得：

3、分析地方电厂提供给500kV母线的短路电流

在1000kV变电站独立分区电网中，在图2所示的电厂和升压变参数下，以主变变比1050/525/110kV为例，地方电厂提供给500kV母线的短路电流如下式。

假设独立分区的500kV系统包含多个等值机系统。每个等值机系统由2台600MW火电机组(X_d"＝0.25，U_k＝0.15)组成，通过2回60km的500kV线路接入500kV母线，线路型号选取双回LGJ-4×630(X＝0.2712Ω/km)，等值线路阻抗发电机的功率因数cosφ＝0.85(功率因数越低，发电机对500kV母线短路电流贡献越大；为保守起见，发电机功率因数选择较低值)。经计算可得，每个等值机系统对于500kV系统短路电流的贡献为：

4、分析最大接入机组容量

从500kV侧的短路电流分析，考虑最大短路电流限制I_BMmax＝63kA，根据公式

可计算最多能接入的等值机系统如下表1所示：

表1 4*3000MVA主变时500kV电网最大允许装机容量表(kA、MW)

表1给出了在1000kV系统注入1000kV母线短路电流不同时，所属500kV电网最大允许装机容量。

5、分析1000kV变电站独立分区综合供电能力

1000kV变电站独立分区的供电能力主要取决于分区内电源容量、变电站主变配置情况及短路水平、分区电网接线形式，主变N-1时变压器不过载等多种因素，分区最大可供电能力为：

P_Lmax＝1.3*(N-1)*S_T*0.95+P_G,max*0.85 (5)

式中，N为1000kV主变台数；S_T为单台1000kV主变额定容量，“N-1”情况下，可过载至额定容量的1.3倍，考虑功率因数为0.95。P_G,max为500kV上网电厂的最大装机容量，考虑15％备用，具体计算结果如下表2所示：

表2 4*3000MVA主变时不同短路电流水平下1000/500kV独立分区供电能力(MW)

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本申请的技术方案而非对其保护范围的限制，尽管参照上述实施例对本申请进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：本领域技术人员阅读本申请后依然可对申请的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，这些变更、修改或者等同替换，其均在其申请待批的权利要求范围之内。

Claims (1)

1.一种区域电网规模及供电能力评估方法，与变电站中压侧母线相连接的区域电网称为中压侧电网，与变电站高压侧母线相连接的区域电网称为高压侧电网，其特征在于：该方法包括以下步骤：

步骤一：选择变电站向中压侧电网供电需要采取的供电模式，所述供电模式包括独立区域电网供电模式和互联区域电网供电模式；

步骤二：计算所选择供电模式下允许接入中压侧电网的发电机容量；

步骤三：根据变电站中主变压器的额定容量和所选择供电模式下允许接入中压侧电网的发电机容量，确定所选择供电模式下区域电网的最大供电能力；

所述步骤二中，所选择供电模式下允许接入中压侧电网的发电机容量的计算方法包括如下步骤：

步骤2-1：计算所选择供电模式下高压侧电网和接入中压侧电网的发电机组分别提供给变电站中、高压侧母线的短路电流；

步骤2-2：通过所述高压侧电网和接入中压侧电网的发电机组分别提供给变电站中压侧母线的短路电流，计算出所选择供电模式下允许接入中压侧电网的发电机容量；

在独立区域电网供电模式下，所述高压侧电网提供给变电站高压侧母线的短路电流I_BGS采用PSD短路电流程序计算得到；

所述高压侧电网提供给变电站中压侧母线的短路电流I_BMS的计算公式为：

所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站高压侧母线的短路电流I_BG-G的计算公式为：

所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站中压侧母线的短路电流I_BM-G的计算公式为：

所述允许接入中压侧电网的发电机容量P_G,max的计算公式为：

其中，为取n台并列变压器的等值电抗；U_Gk为变电站中单台变压器的短路电压百分比；S_T为变电站中单台变压器的额定容量；n为变电站中变压器的数量；X_S为高压侧电网的等值电抗，U_GN为高压侧电网的额定电压；X″_d为接入中压侧电网的发电机组次暂态电抗；U_k为接入中压侧电网的发电机组升压变的短路电压百分比；X_L为接入中压侧电网的发电机组到变电站中压侧母线的等值线路阻抗；cosφ为接入中压侧电网的发电机组功率因数；P_G为接入中压侧电网的发电机组额定有功出力；I_BMmax为变电站中断路器的额定折断电流；

在互联区域电网供电模式下，所述高压侧电网提供给变电站高压侧母线的短路电流I_BGS采用PSD短路电流程序计算得到；

所述高压侧电网提供给变电站中压侧母线的短路电流I_BMS的计算公式为：

所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站高压侧母线的短路电流I_BG-G的计算公式为：

所述接入中压侧电网的发电机组提供给变电站中压侧母线的短路电流I_BM-G的计算公式为：

所述允许接入中压侧电网的发电机容量P_G,max的计算公式为：

其中，为取n台并列变压器的等值电抗；U_Gk为变电站中单台变压器的短路电压百分比；S_T为变电站中单台变压器的额定容量；n为变电站中变压器的数量；X_S为高压侧电网的等值电抗，U_GN为高压侧电网的额定电压；X″_d为接入中压侧电网的发电机组次暂态电抗；U_k为接入中压侧电网的发电机组升压变的短路电压百分比；X_L1为联接2座变电站中压侧母线的中压侧电网等值线路阻抗；X_L2为接入中压侧电网的发电机组到变电站中压侧母线的等值线路阻抗；cosφ为接入中压侧电网的发电机组功率因数；P_G为接入中压侧电网的发电机额定有功出力；I_BMmax为变电站中断路器的额定折断电流；

所述步骤三中，在独立区域电网供电模式下，所述区域电网的最大供电能力通过下式求得：

P_Lmax＝1.3*(N-1)*S_T*0.95+P_G,max*0.85

其中，N为单座变电站中主变压器数量；S_T为单台主变压器额定容量，在发生“N-1”故障情况下，允许故障变压器过载至其额定容量的1.3倍，变压器功率因数设定为0.95；P_G,max为允许接入中压侧电网的发电机容量，设定占总容量85％的发电机处于发电状态；

所述步骤一中的独立区域电网供电模式为：单座变电站向一片中压侧电网供电，该片中压侧电网与其他区域电网无直接电气联系；所述互联区域供电模式为：不少于两座变电站向一片中压侧电网供电，该片中压侧电网与其他区域电网无直接电气联系；

所述步骤三中，在互联区域电网供电模式下，所述区域电网的最大供电能力通过下式求得：

P_Lmax＝(1.3*(N-1)+N)*S_T*0.95+P_G,max*0.85

其中，N为单座变电站中主变压器数量；S_T为单台主变压器额定容量，在发生“N-1”故障情况下，允许与故障变压器并列的另一台变压器可过载至额定容量的1.3倍，无故障变压器达到其额定容量，变压器功率因数设定为0.95；P_G,max为允许接入中压侧电网的发电机容量，设定占总容量85％的发电价处于发电状态。